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[动态]百万千瓦级锅炉选型研究

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文章出处:华电滕州新源热电公司 [2007/4/4 1]
责任编辑:上仪营销中心技术部
作者:韩奎政、李祥苓
概述
     随着国民经济飞速发展,电力工业也得到迅速发展。目前,国内装机总量约为4亿千瓦,居世界第2位, 煤电装机占装机总量的75%强,煤电占我国发电总量的81%。与GDP到2020 年翻两番的目标相适应,在2020年前我国每年平均要有超过40GW装机容量增长,整个电力市场需求旺盛。据国际能源署(IEA)2002年世界能源展望中的“中国能源展望”预测:中国GDP翻两番后,发电量为48130亿kW•h,其中,煤电35030亿kW•h,占73%,需要总装机容量10.87亿kW,由此可见,火电将是未来电力资源的主导力量。所以,引进和建设低煤耗、大容量的超临界大型火电机组势在必行且已全面展开,国内已投产600MW、800MW、900MW级超临界燃煤机组多台,现在又有邹县电厂2×1000MW和华能玉环2×1000MW等数台1000MW级超超临界燃煤机组立项在建。超临界燃煤机组占国内装机容量的比重越来越大。由于超临界燃煤机组的单机容量较大(600MW-1300MW),如发生事故将严重威胁电网安全。为了确保电力安全生产,同时提高我国电力装备的制造能力,使我国电力设备制造业挤身国际先进行列,根据影响超临界机组不可用率的最主要因素,科学合理地选择锅炉形式和设计参数是我们引进吸收国外先进技术成败的关键。最先进、最成熟、最适合我国国情的技术将对我国的电力生产和电力装备的生产起到事半功倍的效果。
1. 大型超临界锅炉的特点
     超临界火电技术由于参数本身的特点决定了超临界锅炉只能采用直流锅炉,在超临界锅炉内随着压力的提高,水的饱和温度也随之提高,汽化潜热减少,水和汽的密度差也随之减少。当压力提高到临界压力(22.12Mpa)时,汽化潜热为0,汽和水的密度差也等于零,水在该压力下加热到临界温度(374.15℃)时即全部汽化成蒸汽。超临界压力临界压力时情况相同,当水被加热到相应压力下的相变点(临界温度)时即全部汽化。因此超临界压力下水变成蒸汽不再存在汽水两相区,由此可知,超临界压力直流锅炉由水变成过热蒸汽经历了两个阶段即加热和过热,而工质状态由水逐渐变成过热蒸汽。因此超临界直流锅炉没有汽包,启停速度快,与一般亚临界汽包炉相比,超临界直流锅炉启动到满负荷运行,变负荷速度可提高1倍左右,变压运行的超临界直流锅炉在亚临界压力范围内超临界压力范围内工作时,都存在工质的热膨胀现象,并且在亚临界压力范围内可能出现膜态沸腾;在超临界压力范围内可能出现类膜态沸腾。超临界直流锅炉要求的汽水品质高,要求凝结水进行100%除盐处理。由于超临界直流锅炉水冷壁的流动阻力全部依靠给水泵克服,所需的压头高,即提高了制造成本又增加了运行耗电量且直流锅炉普遍存在着流动不稳定性、热偏差和脉动水动力问题。另外,为了达到较高的质量流速,必须采用小管径水冷壁,较相同容量的自然循环锅炉超临界直流锅炉本体金属耗量最少,锅炉重量轻,但由于蒸汽参数高,要求的金属等级高,其成本高于自然循环锅炉。
     超临界机组具有无可比拟经济性,单台机组发电热效率最高可达50%,每kW•h煤耗最低仅有255g(丹麦BWE公司),较亚临界压力机组(每kW•h煤耗最低约有327g左右)煤耗低;同时采用低氧化氮技术,在燃烧过程中减少65%的氮氧化合物及其它有害物质的形成,且脱硫率可超98%,可实现节能降耗、环保的目的
2.大型超临界锅炉受热面管型的选择
     超临界锅炉的汽水特性决定了直流锅炉是超临界锅炉的唯一形式,因此采用那种水冷壁形式成为引进超临界火电技术的一个重要课题。而现代直流锅炉受热面形式主要有:一次垂直上升管屏、多次垂直上升和下降管屏、螺旋围绕上升管屏和垂直内螺纹管管屏4种形式。实践证明一次垂直上升管屏和多次垂直上升和下降管屏两种型式大多应用于带基本负荷的机组,采用这两种型式的受热面的锅炉不适宜滑压运行与我国厂网分离竞价上网的基本政策不相符,故引进的价值不大,基本上不予考虑,下面重点分析螺旋围绕上升管屏和垂直内螺纹管屏。
     螺旋围绕上升管屏式水冷壁是德国、瑞士等国为适应变负荷运行的需要发展的。水冷壁四面倾斜上升,由于水平管圈承受荷重的能力差,因此有的锅炉在其上部使用垂直上升管屏,就可以采用全悬吊结构(由于炉膛上部的热负荷已经降低,管壁之间的温差不大,采用垂直管屏也不会造成膜式水冷壁的破坏)。由于水冷壁四面倾斜上升(见图1)水平管屏吸


图1水冷壁螺旋围绕上升管屏锅炉

      热比较均匀,因此可以不设置中间混合联箱,在滑压运行时,没有汽水混合不均的问题,所以能够变压运行、快速启停、能适应电网负荷的频繁变化,调频性能好;螺旋管圈热偏差小,适宜采用膜式水冷壁,工质流速高、水动力特性比较稳定,不易出现膜态沸腾,又可防止产生偏高的金属壁温,且管子数目可按设计要求选取,不受炉膛大小的影响,也可选取较粗管径以增加水冷壁刚度,该管型煤种适应性强,可燃用挥发份低、灰份高的煤。但是,由于这些环绕炉膛的管子把炉膛包裹起来而形成炉墙,使得螺旋布置管屏的加工与安装更加复杂,而且费用高,要把管子沿炉膛四周盘旋起来,并要用垂直围带支吊起来,安装十分复杂,亦不便于检修且系统阻力损失大,输送动力需求大。这种冷壁型式比较流行的一种形式,也是超临界压力锅炉发展的一个方向,国内超临界机组采用的较多,我国引进的第一台超临界压力机组华能石洞口电厂的锅炉就是采用这种形式,已积累了丰富经验。可以大范围内推广引进。
    超临界锅炉水汽壁采用一次上升垂直内螺纹管管屏型式是日本三菱公司和美国CE公司合作研究的一种炉型。内螺纹管具有良好的传动和流动特性,内螺纹表面的槽道可破坏蒸汽膜的形成,故直到较高的含汽率(高干度)也难以形成膜态沸腾,而维持核态沸腾,从而抑制金属温度的升高,内螺纹管的金属温度可抑制的很低,设计采用1500—2000kg/m2.s的质量流速是完全没有问题的,在滑压运行时没有汽水混合物分配不均的问题,适用于滑压运行,能实现高的负荷变化率和快速启停运行。各管壁之间温差较小,可采用膜式水冷壁,具有安全可靠的优点、且质量流量降低、阻力损失减少、可节省输送动力。对燃煤机组灰渣易于脱落,使炉膛水冷壁积灰渣减少,该型设计结构简单(见图2),炉膛易于支吊,安装


图2水冷壁一次上升垂直内螺纹管管屏锅炉

     工作和焊接的工作量少,可靠性高,便于检修。但由于内螺纹加工成本较高,故将使锅炉成本上升,这种水冷壁形式我国尚未引进。在日本已有三菱公司和美国GE公司合作研发的4×700MW和3×1000MW超临界机组在运行(见表1),并取得了丰富的成功经验。这种水冷壁形式代表了一个全新的发展方向,且和螺旋围绕上升管屏水冷壁相比具有明显的优势(见表2)。另外,西门子KWU公司和B&W公司在一起研究发展了优化多通道内螺纹管,该管能够用一般的挤压方法加工制造,它的内螺纹高度高、螺距小、从而可使管内工质的混合与紊流加强、冷却效果明显优于单通道和传统的多通道内螺纹管的冷却效果,可确保锅炉安全可靠的运行。并且加工方法更加简单,成本更加低廉我国在引进超临界技术时应优先予以考虑。
表1 垂直管屏变压运行超临界锅炉业绩表

电力公司
电站名称
容量
燃料
参数
投运日期
九州电力
松浦(Matsuura)NO.1锅炉
700MW
25Mpa/538℃/566℃
1989
中部电力
川越(Kawagoe)NO.1锅炉
700MW
液化天然气
31Mpa/566℃/566℃/566℃
1989
中部电力
川越(Kawagoe)NO.2锅炉
700MW
液化天然气
31Mpa/566℃/566℃/566℃
1990
中部电力
碧南(Hekinan)NO.1锅炉
700MW
25Mpa/538℃/566℃
1991
相马共同火力发电
新地(Shinchi)NO.2锅炉
1000MW
25Mpa/538℃/566℃
1997
东北电力
原町(Haramachi)NO.1锅炉
1000MW
24.5Mpa/566℃/593℃
1998
中国电力
三隅(Misumi)NO.1锅炉
1000MW
24.5Mpa/600℃/600℃
1998
关西电力
舞鹤(Maizuru)NO.1锅炉
900MW
24.5Mpa/595℃/595℃
2004

             表2    螺旋围绕上升管圈锅炉与垂直内螺纹管锅炉比较

项目
结果
锅炉性能
与螺旋围绕上升管圈锅炉相比,垂直内螺纹管锅炉在部分负荷时(亚临界压力区域)的蒸发管管壁温度低。
运行动力
与螺旋围绕上升管圈锅炉相比,垂直内螺纹管锅炉炉膛蒸发管压力损失少,运行能耗小。
运行特性
相同
锅炉结构
螺旋围绕上升管圈锅炉炉膛支撑结构为拉伸紧固支撑型,而垂直内螺纹管锅炉与传统型锅炉相同,蒸发管为自身支撑。
炉室尺寸
相同
锅炉基础载荷
相同
现场安装
与螺旋围绕上升管圈锅炉相比,垂直内螺纹管锅炉的现场焊接部位少,安装工作量少。
维护保养
与螺旋围绕上升管圈锅炉相比,垂直内螺纹管锅炉维护保养方便。

3.大型超临界锅炉受热面和管道及联箱金属材料的选择
      高参数大型火电机组直流锅炉的主要设备材料选择的科学合理与否是确保机组安全运行的主要因素之一。对于管道和联箱的壁厚部分,除了提高蠕变强度外,消除或减小热疲劳影响是一个主要问题。出于这个考虑,合金的应用发展集中在包含9%—12%Cr的铁素体钢。优化的C、Nb、 Mo和V含量以及用W部分的替换Nb,在9%—12%Cr铁素体钢中便产生了3种新型合金HCM12A、NF616和E911(P92、P 122和E911),可提高蒸汽参数到620℃/34Mpa。若超过620℃,抗氧化能力则成为一个附加的限制因素,尤其对9%Cr钢,含有Co和更多W的12%Cr新型合金NF12 和 SAVE12,被认为可能在650℃应用。当温度超过650℃可能需要奥氏体钢和镍基合金;对于SH/RH(superheaters/reheater)管子,除了提高蠕变强度外,蒸汽侧氧化和烟气侧腐蚀抗力是主要的问题。此外,管壁金属实际温度通常超过蒸汽温度约28℃。所以铁素体钢之中的任何一种在蒸汽温度为565℃的SH/RH管子末段中使用是不太可能的,在这些比较高的温度下需要用奥氏体钢。根据煤的腐蚀性,较高含量的Cr钢或包覆层可能是必需的。为了应用于620℃,在非腐蚀的情况之下超级304H、Tempalloy  A1、Essheat 1250、 17CW—Mo是可接受的。在腐蚀比较严重的情况,则推荐20%—25%Cr的合金例如HR3C、NF709及IN72覆层。一些备选合金如Inconel 617、NF709和Cr30A合金等,在具有Inconel 617(50%Cr)覆层的情况下可使用在650℃;对于上水冷壁部分,分别包含2.5%Cr和12%的2种新钢种HCM2(T23)和HCM12在蠕变强度和可焊性方面非常有希望。其在595—650℃的蒸汽温度范围中纯粹从蠕变强度的观点来看是适当的,但当在低NOx锅炉中烟气侧腐蚀问题存在时,这些合金将必须包覆或覆焊包含超过18%—20%Cr的合金层;只有遵循以上原则合理科学地选择锅炉各部件的金属材料,才能有效地避免金属疲劳损坏,确保机组安全运行。
4.大型超临界锅炉燃烧系统的选择
     大型超临界锅炉燃烧系统在确保燃烧完全、稳定易于控制的情况下,特别是在降低NOX排放方面更要严格控制,以实现高效、低NOX排放和低负荷稳燃。
在大容量超临界锅炉上采用角式燃烧和前后墙对冲式燃都被证明是可行的并都在不断发展和更新,特别是在降低NOX排放方面,三菱重工公司(MHI)不断地开发和应用新角式燃烧技术,石川岛播磨公司(IHI)和拔柏葛日立公司(BHK)则不断地开发和应用新的前后墙对冲式燃烧技术。三菱重工的A—PM燃烧器能改善燃烧与空气的扩散混合降低NOX约15—30%。飞灰可燃物也减少,显示出优良的燃烧性能并使管道结构与管路系统得以简化。钢结构布置和燃烧器辅件也得到改善,操作简单,维护方便,可靠耐久并开发出炉内脱硝法(MACT法:三菱先进燃烧技术)采用三菱PM燃烧器的MACT法与主燃烧器一体化的OFA(上二次风)的上部确保有充分的空间进行NOX还原,设置了附加空气(AA)喷口,使NOX进一步降低。在主燃烧器的燃烧区维持空气/煤比例在理论空气比以下,使燃烧缓慢进行,在抑抑制NOX产生的同时生成还原性碳氢化合物。燃烧器上方设置的OFA供给追加的空气来使生成的碳氢化合物氧化,在上部空间把生成的NOX还原掉,NOX还原区之后气流中残留的飞灰可燃物由AA喷口供给的空气进行完全燃烧,来实现低NOX燃烧;而三菱重工公司配合PM燃烧器开发的用来燃用着火性能较差的无烟煤等煤种的循环强化燃烧系统也在1991年投产的碧南发电厂#1锅炉中得到成功应用。
     拔柏葛日立公司(BHK)的超低NOXHT—NR型燃烧器,应用火焰内NOX的焰内还原技术,在不降低火焰温度的同时使得NOX的排放急剧减少。因此使NOX排放的减少和未燃尽碳损失增加这一矛盾得到了很好解决,可以达到高效率,低NOX排放燃烧,这了达到更低的NOX排放值,拔柏葛日立公司(BHK)陆续开发了几代HT-NR燃烧器并得到应用,改进后的HT-NR2燃烧器较HT-NR燃烧器可降低NOX排放10—15%、飞灰含碳量降低30%以上,而最新一代的HT-NR3燃烧器采用了创新的结构,性能更佳。但大多应用在燃煤螺旋管圈本生型超临界锅炉,垂直内螺纹管屏水冷壁锅炉尚无应用实例。
     为使燃煤机组与燃油机组性能更近而实现更低的稳燃负荷率。石川岛播磨公司开发了高调节比的IHI型宽调节比煤粉燃烧器,实践证明该燃烧器可降低煤粉炉的最低稳燃负荷,并能减少锅炉启动时的用油量,苫东厚真电站#2机组(600MW)的锅炉证明可在15%负荷下作最低负荷稳燃运行。
超临界大型机组最根本的追求是经济性,且我国煤种烟煤居多,对最低稳燃负荷的要求一般为40%MCR。根据PM燃烧器及其改进型A-PM燃器在日本相马共同火力发电有限公司新地发电厂#2锅炉(1000MW)和中国电力公司三隅热电厂#1锅炉(1000MW)上的应用及分别长达10年和6年的经验证明,A-PM燃烧器是1000MW级内螺纹垂直管屏直流锅炉十分明智的理想选择。
5.大型超临界锅炉参数的选择
     在一定范围内,汽轮机的新蒸汽温度或再热蒸汽温度每提高10℃,机组热耗一般下降0.25—0.3%,若进汽温度及再热温度同时提高30℃,机组热耗可下降1.5—1.8%;而采用二次再热可进一步提高机组运行的热经济性(一般二次再热比一次再热可进一步降低机组热耗1.5—2.0%),但管道布置及控制、保护系统较复杂,机组造价增加,因此,只有在工作于燃料价格特别昂贵地区的带基本负荷大机组才考虑采用二次再热;由此可见,二次再热短期内不适应我国国情,技术引进时暂不考虑。由于日本近年来在超临界技术一直处于国际领先水平,为了获取机组的最佳热耗,参应照日本1997年以后投运的700MW以上的大型火电机组的新蒸汽温度和再热蒸汽温度(见表3)选取即安全可行又处在国际领先的地位上合理的蒸汽参数25.0 MPa/600℃/610℃、25.0 MPa /600℃/600℃。
表3  日本1997年以后投运的700MW以上的大型火电机组一览表

电力公司
发电厂
额定出力(MW)
参数(MPa/℃)
投运日期
东北电力
原町1号
1000
24.5/566/593
1997.7
电源开发
松浦2号
1000
24.1/593/593
1997.7
中国电力
三隅1号
1000
24.5/600/600
1998.6
北陆电力
七尾大田2号
700
24.1/593/593
1998.7
东北电力
原町2号
1000
24.5/600/600
1998.7
四国电力
橘湾
700
24.1/593/593
2000.7
电源开发
橘湾火力1号
1050
25.0/600/610
2000.7
北陆电力
敦贺2号
700
24.1/593/593
2000.10
电源开发
橘湾火力2号
1050
25.0/600/610
2000.12
中部电力
碧南4号
1000
24.1/566/593
2001.11
北海道电力
苫4号
700
25.0/600/600
2002.6
中部电力
碧南5号
1000
24.1/566/593
2002.11
九州电力
苓北2号
700
24.1/593/593
2003.7
东京电力
常陆那珂1号
1000
24.5/600/600
2003.12
关西电力
舞鹤1号
900
24.5/595/595
2004.8

5.结束语

      根据国家制定的能源发展战略,以技贸协议的形式引进国际上先进成熟的超临界火电技术,选择适应国情的1000MW级垂直内螺纹管屏水冷壁变压直流锅炉并采用安全先进的蒸汽参数25.0 MPa/600℃/610℃或25.0 MPa /600℃/600℃,从根本上提高我国大型火电设备的制造能力,优化我国电源结构,使电力资源成为绿色环保的一次能源,也有利于扩大机电产品的出口,增强机械制造行业的国际竞争力。

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